RU68588U1 - THREE-PACK INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE DOWNLOADING OF THE WORKING AGENT IN THREE STRAYS WITH THE COLUMN DISCONNECTOR - Google Patents

THREE-PACK INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE DOWNLOADING OF THE WORKING AGENT IN THREE STRAYS WITH THE COLUMN DISCONNECTOR

Info

Publication number
RU68588U1
RU68588U1 RU2007107242/22U RU2007107242U RU68588U1 RU 68588 U1 RU68588 U1 RU 68588U1 RU 2007107242/22 U RU2007107242/22 U RU 2007107242/22U RU 2007107242 U RU2007107242 U RU 2007107242U RU 68588 U1 RU68588 U1 RU 68588U1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
packer
mechanical action
tubing string
nipple
chambers
Prior art date
Application number
RU2007107242/22U
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Марат Хуснуллович Аминев
Дмитрий Борисович Поляков
Рамиль Фаритович Шаймарданов
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "Лифт Ойл"
Марат Хуснуллович Аминев
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью "Лифт Ойл", Марат Хуснуллович Аминев filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "Лифт Ойл"
Priority to RU2007107242/22U priority Critical patent/RU68588U1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU68588U1 publication Critical patent/RU68588U1/en

Links

Abstract

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для поддержания пластового давления при добычи нефти. Трехпакерная установка для одновременно-раздельной закачки рабочего агента в три пласта с разъединителем колонны содержит смонтированное в эксплуатационной колонне скважины на колонне насосно-компрессорных труб оборудование, включающее заглушку или посадочный ниппель с извлекаемым клапаном, скважинные камеры, три пакера, опрессовочный ниппель и разъединитель колонны. На колонне насосно-компрессорных труб дополнительно установлены центраторы положения колонны насосно-компрессорных труб относительно эксплуатационной колонны скважины, а на колонне насосно-компрессорных труб установлено три пакера механического действия. Первый пакер механического действия осевой установки расположен между нижним и средним продуктивными пластами, второй пакер механического действия опорной установки расположен между средним и верхним продуктивными пластами, а третий пакер механического действия опорной установки с опрессовочным ниппелем расположен над верхним продуктивным пластом, и над ним установлен разъединитель колонны. Между пакерами расположены по две скважинные камеры и центраторы, причем, как минимум один из указанных центраторов расположен между скважинными камерами, две скважинные камеры установлены ниже первого пакера механического действия и одна скважинная камера с циркуляционным клапаном установлена выше третьего пакера с опрессовочным ниппелем, со стороны нижнего конца на колонне насосно-компрессорных труб установлены заглушка или посадочный ниппель с извлекаемым клапаном. Как результат достигается возможность снизить капитальные вложения на бурение новых скважин, снизить капитальные вложения на обустройство месторождений, за счет уменьшения количества и направлений трубопроводов и строительства перекачивающих станций и ускорить освоение многопластовых месторождений ограниченным количеством скважин.The utility model relates to the oil and gas industry and can be used to maintain reservoir pressure during oil production. A three-packer installation for simultaneous and separate injection of the working agent into three layers with a column disconnector contains equipment mounted in the production casing of the well on the tubing string, including a plug or a fitting nipple with an extractable valve, well chambers, three packers, a crimping nipple and a column disconnector. On the tubing string, centralizers of the tubing string position relative to the production string of the well are additionally installed, and three mechanical packers are installed on the tubing string. The first packer of mechanical action of the axial unit is located between the lower and middle productive formations, the second packer of mechanical action of the support unit is located between the middle and upper productive formations, and the third packer of mechanical action of the support unit with the crimping nipple is located above the upper productive formation, and a column disconnector is installed above it . Two downhole chambers and centralizers are located between the packers, and at least one of these centralizers is located between the downhole chambers, two downhole chambers are installed below the first mechanical action packer and one downhole chamber with a circulation valve is installed above the third packer with a crimping nipple, from the bottom end on the string of tubing installed plug or landing nipple with an extractable valve. As a result, it is possible to reduce capital investments for drilling new wells, to reduce capital investments for field development, by reducing the number and direction of pipelines and building pumping stations, and to accelerate the development of multilayer fields with a limited number of wells.

Description

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использована для поддержания пластового давления при добыче нефти.The utility model relates to the oil and gas industry and can be used to maintain reservoir pressure during oil production.
Известны установки для закачки рабочего агента в продуктивный пласт, содержащие колонну труб с одним или несколькими пакерами и регуляторы подачи рабочего агента (см. книгу Мирзаджанзаде А.Х. «Технология и техника добычи нефти» М., Недра, 1986, или каталог «Оборудование для раздельной эксплуатации многопластовых нефтяных и газовых скважин», ЦИНТИхимнефтемаш., 1988, с.43-45), а также патент RU №2253009, кл. Е21В 43/14, 05.27.2005.Known installations for injecting a working agent into a reservoir containing a pipe string with one or more packers and regulators for supplying a working agent (see Mirzadzhanzade A.Kh. book “Technology and technique for oil production” M., Nedra, 1986, or catalog “Equipment for separate operation of multilayer oil and gas wells ”, TsINTIkhimneftemash., 1988, p. 43-45), as well as RU patent No. 22253009, class. ЕВВ 43/14, 05.27.2005.
Однако надежность работы данных установок недостаточно высока, что связано с негерметичностью уплотнений в местах соединения спускаемого в скважину на колонне труб оборудования из-за отсутствия центраторов.However, the reliability of these installations is not high enough, which is associated with leaks in the seals at the junction of the equipment lowered into the well on the pipe string due to the lack of centralizers.
Наиболее близкой к полезной модели по технической сущности и достигаемому результату является установка для одновременно-раздельной закачки рабочего агента в три продуктивных пласта, содержащая смонтированное в эксплуатационной колонне скважины на колонне насосно-компрессорных труб оборудование, включающее заглушку или посадочный ниппель с извлекаемым клапаном, скважинные камеры, три пакера, опрессовочный ниппель и центраторы, а со стороны нижнего конца на колонне насосно-компрессорных труб установлены заглушка или посадочный ниппель с извлекаемым клапаном, (патент на полезную модель RU №52917, кл. Е21В 43/14, 27.04.2006).The closest to the utility model in terms of technical nature and the achieved result is a unit for simultaneous and separate injection of the working agent into three productive formations, containing equipment mounted in the production casing of the well on the tubing string, including a plug or a fitting nipple with an extractable valve, well chambers , three packers, a crimping nipple and centralizers, and a plug or a landing nip are installed on the tubing string from the lower end spruce retrievable valve (utility model patent RU №52917, Cl. E 21 B 43/14, 27.04.2006).
Однако наличие гидравлического пакера в данной установке усложняет технологию проведения ремонтных работ, не позволяет менять, при необходимости, местоположение пакеров после их установки, а также делает невозможным задать строго фиксированный вес от колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) на голову пакеров расположенных ниже гидравлического, нагрузка на них неконтролируемо возрастает при установке гидравлического пакера из-за удлинения НКТ при создании избыточного давления, что, как показывает промысловая практика, резко снижает надежность работы спускаемого оборудования. Это связано с тем, что в процессе работы уплотнительные элементы пакера, испытывающего критические нагрузи от веса НКТ, часто выходят из строя и теряют герметичность, компоновка установленного в скважине оборудования перестает выполнять свое назначениеHowever, the presence of a hydraulic packer in this installation complicates the technology for repair work, does not allow changing, if necessary, the location of the packers after installation, and also makes it impossible to set a strictly fixed weight from the tubing string to the head of the packers located below the hydraulic, the load on them increases uncontrollably when installing a hydraulic packer due to elongation of the tubing during the creation of excess pressure, which, as field practice shows, sharply reduces the reliability of the descent equipment. This is due to the fact that during operation the sealing elements of the packer, which is experiencing critical loads from the weight of the tubing, often fail and lose their tightness, the layout of the equipment installed in the well ceases to fulfill its purpose
Задачей, на решение которой направлена настоящая полезная модель, является увеличение срока службы установки путем создания строго определенной нагрузки на каждый пакер, а также, при необходимости, возможностью смены места установки пакеров и изменения нагрузки на каждый из них без подъема НКТ.The task to which the present utility model is aimed is to increase the service life of the installation by creating a strictly defined load on each packer, as well as, if necessary, the ability to change the installation location of the packers and change the load on each of them without lifting the tubing.
Техническим результатом, достигаемым при реализации полезной модели, является повышение эффективности технологии одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) рабочего агента в несколько продуктивных горизонтов (пластов) через одну нагнетательную скважину, на многопластовом месторождении, для дополнительной добычи углеводородов.The technical result achieved by the implementation of the utility model is to increase the efficiency of the technology of simultaneous-separate injection (ARI) of the working agent into several productive horizons (formations) through one injection well, in a multilayer field, for additional hydrocarbon production.
Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что трехпакерная установка для одновременно-раздельной закачки рабочего агента в три пласта с разъединителем колонны содержит смонтированное в эксплуатационной колонне скважины на колонне насосно-компрессорных труб оборудование, включающее заглушку или посадочный ниппель с извлекаемым клапаном, скважинные камеры, три пакера, опрессовочный ниппель и центраторы, на колонне насосно-компрессорных труб дополнительно установлен разъединитель колонны, при этом между нижним и средним продуктивными пластами расположен первый пакер механического действия осевой установки, между средним и верхним продуктивными пластами расположен второй пакер механического действия опорной установки, а над верхним продуктивным пластом расположен третий пакер механического действия опорной установки, над ним, на колонне насосно-компрессорных труб, расположен опрессовочный ниппель, а над последним, на колонне насосно-компрессорных труб, установлен разъединитель колонны, между пакерами расположены по две скважинные камеры и центраторы, причем, как минимум один из указанных центраторов расположен между скважинными камерами, две скважинные камеры установлены ниже первого пакера механического действия осевой установки и одна скважинная камера с циркуляционным клапаном установлена выше третьего пакера механического действия опорной установки, причем, нагрузка для распакеровки пакеров механического действия опорной установки, задана такой, что после распакеровки второго пакера, третий пакер еще открыт.This problem is solved, and the technical result is achieved due to the fact that the three-packer installation for simultaneous-separate injection of the working agent in three layers with a column disconnector contains equipment mounted in the production casing of the well on the tubing string, including a plug or a fitting nipple with an extractable valve , borehole chambers, three packers, a pressure nipple and centralizers, an additional disconnector is installed on the tubing string, while Between the lower and middle productive strata there is a first packer of mechanical action of the axial installation, between the middle and upper productive strata there is a second packer of mechanical action of the support unit, and above the upper productive stratum there is a third packer of mechanical action of the support unit, above it, on the tubing string , the crimping nipple is located, and above the last one, on the tubing string, a column disconnector is installed, two wells are located between the packers chambers and centralizers, moreover, at least one of these centralizers is located between the borehole chambers, two borehole chambers are installed below the first packer of mechanical action of the axial installation and one borehole chamber with a circulation valve is installed above the third packer of mechanical action of the support unit, moreover, the load for unpacking packers of mechanical action of the support installation, is set such that after unpacking the second packer, the third packer is still open.
Эффективность технологии на многопластовых месторождениях в основном достигается за счет целенаправленного перераспределения и закачки рабочего агента по пластам нагнетательных скважин для поддержания проектного пластового давления (ППД), в зоне отбора пластового флюида и дополнительной, за счет этого, добычи углеводородов по объектам разработки. Разукрупнение наземных коммуникаций для The effectiveness of the technology in multilayer fields is mainly achieved due to the targeted redistribution and injection of the working agent across the reservoirs of injection wells to maintain the design reservoir pressure (RPM), in the reservoir fluid extraction zone and additional, due to this, hydrocarbon production at the development sites. Disaggregation of terrestrial communications for
прокачки рабочего агента позволяет уменьшить протяженность и число направлений трубопроводов и повысить надежность их работы, особенно, в осенне-зимний периоды из-за уменьшения вероятности переохлаждения и замораживания закачиваемой жидкости, связанного с увеличением объема и скорости ее прокачки.pumping a working agent allows to reduce the length and number of directions of pipelines and increase the reliability of their work, especially in the autumn-winter periods due to a decrease in the likelihood of overcooling and freezing of the injected fluid, associated with an increase in the volume and speed of its pumping.
Выполнение установки с разъединителем колонны и с пакерами осевой и опорной установки позволяет, при необходимости, переустанавливать пакера и проводить смену колонны насосно-компрессорных труб без подъема установки.The installation with the column disconnector and with the packers of the axial and supporting installation allows, if necessary, reinstall the packer and change the tubing string without lifting the installation.
За счет направленного воздействия закачкой рабочего агента на вытеснение пластового флюида по направлению забоев добывающих скважин создаются условия для дополнительной добычи углеводородов и поддержания первоначального или проектного пластового давления (ППД), при этом, с использованием данной установки, для одновременно-раздельной закачки рабочего агента, представляется возможным разделить группы пластов на отдельные пласты в зависимости от условий и задач эксплуатации, закачку рабочего агента обеспечить в несколько пластов одной нагнетательной скважиной, регулировать расход рабочего агента для каждого пласта нагнетательной скважины путем подбора соответствующего для них штуцера или регулятора в скважинной камере.Due to the directed effect of the injection of the working agent on the displacement of the formation fluid in the direction of the faces of the producing wells, conditions are created for additional production of hydrocarbons and maintaining the initial or design reservoir pressure (RPM), while using this installation, for simultaneous-separate injection of the working agent, it seems it is possible to divide the groups of layers into separate layers depending on the conditions and tasks of operation, to provide the injection of the working agent in several layers one th injection well, adjust the flow rate of the working agent for the formation of each injection well by selecting the appropriate connection or for their control in the well chamber.
Как результат достигается возможность снизить капитальные вложения на бурение новых скважин, снизить капитальные вложения на обустройство месторождений, за счет уменьшения количества и направлений трубопроводов и строительства перекачивающих станций и ускорить освоение многопластовых месторождений ограниченным количеством скважин.As a result, it is possible to reduce capital investments for drilling new wells, to reduce capital investments for field development, by reducing the number and direction of pipelines and building pumping stations, and to accelerate the development of multilayer fields with a limited number of wells.
На чертеже представлена схема трехпакерной установки для одновременно-раздельной закачки рабочего агента в три пласта с разъединителем колонны.The drawing shows a diagram of a three-packer installation for simultaneous-separate injection of the working agent in three layers with a column disconnector.
На схеме установки представлены:The installation diagram shows:
1 - эксплуатационная колонна;1 - production casing;
2 - колонна насосно-компрессорных труб (НКТ);2 - tubing string (tubing);
3 - скважинная камера с циркуляционным клапаном;3 - borehole chamber with a circulation valve;
4 - разъединитель колонны;4 - column disconnector;
5 - опрессовочный ниппель;5 - crimping nipple;
6 - третий пакер механического действия опорной установки;6 - the third packer of the mechanical action of the support installation;
7 - центраторы, установленные между третьим и вторым пакером механического действия опорной;7 - centralizers installed between the third and second packer of the mechanical action of the reference;
8 - скважинные камеры с регуляторами расхода или штуцерами, установленные между центраторами 7;8 - downhole chambers with flow controllers or fittings installed between centralizers 7;
9 - второй пакер механического действия опорной установки;9 - the second packer of the mechanical action of the support installation;
10 - центраторы, установленные между вторым пакером механического действия опорной установки и первым пакером механического действия осевой установки;10 - centralizers installed between the second packer of mechanical action of the support unit and the first packer of mechanical action of the axial installation;
11 - скважинные камеры с регуляторами расхода или штуцерами, расположенные между центраторами 10;11 - downhole chambers with flow controllers or fittings located between the centralizers 10;
12 - первый пакер механического действия осевой установки;12 - the first packer mechanical action of the axial installation;
13 - скважинные камеры с регуляторами расхода или штуцерами, расположенные под первым пакером 12 механического действия осевой установки;13 - downhole chambers with flow controllers or fittings located under the first packer 12 of the mechanical action of the axial installation;
14 - заглушка или ниппель для клапана;14 - a cap or nipple for the valve;
15 - верхний продуктивный пласт;15 - upper reservoir;
16 - средний продуктивный пласт;16 - average reservoir;
17 - нижний продуктивный пласт.17 - lower reservoir.
Установка собирается в следующей последовательности снизу вверх: снизу на НКТ 2 устанавливается заглушка или посадочный ниппель 14 с извлекаемым клапаном, далее скважинные камеры 13, первый пакер механического действия осевой установки 12, три центратора 10 со скважинными камерами 11 между ними, второй пакер механического действия опорной установки 9, три центратора 7 со скважинными камерами 8 между ними, третий пакер механического действия опорной установки 6, опрессовочный ниппель 5, разъединитель колонны 4 и над ним скважинная камера 3 с циркуляционным клапаном. Перед спуском установки в скважины скважинные камеры 8, 11 и 13 закрыты «глухими» пробками.The installation is assembled in the following sequence from the bottom up: from the bottom to the tubing 2, a plug or a landing nipple 14 with an extractable valve is installed, then the borehole chambers 13, the first packer of mechanical action of the axial installation 12, three centralizers 10 with borehole chambers 11 between them, the second packer of the mechanical action of the support installation 9, three centralizers 7 with borehole chambers 8 between them, the third packer of the mechanical action of the support unit 6, the crimping nipple 5, the disconnector of the column 4 and above it the borehole chamber 3 with a circus valve-correlation. Before the installation is launched into the borehole, the borehole chambers 8, 11 and 13 are closed with blind plugs.
После спуска установки в скважину на проектную глубину с установленным на колонне насосно-компрессорных труб 2 оборудованием в вышеперечисленной последовательности, устанавливают канатным инструментом опрессовочный клапан в опрессовочное седло 5 над третьим пакером 6. Спрессовывают колонну насосно-компрессорных труб 2 необходимым давлением. Извлекают канатным инструментом опрессовочный клапан из опрессовочного седла 5 третьего пакера 6.After the installation is lowered into the well to the design depth with the equipment installed on the tubing string 2 in the above sequence, the crimping valve is installed with the cable tool into the crimping seat 5 above the third packer 6. The tubing string 2 is pressed with the necessary pressure. Remove the crimping valve from the crimping seat 5 of the third packer 6 with a rope tool.
Устанавливают в эксплуатационной колонне первый пакер 12 механического действия, двухстороннего действия, путем осевого перемещения вверх-вниз колонны насосно-компрессорных труб 2 и разгрузкой веса труб до величины, указанной в техническом паспорте первого пакера 12 механического действия осевой установки, но не превышающего величину необходимую для установки второго 9 и третьего 6 пакеров. The first packer 12 of mechanical action, double-acting, is installed in the production casing by axially moving up and down the tubing string 2 and unloading the weight of the pipes to the value specified in the technical data sheet of the first packer 12 of the mechanical action of the axial installation, but not exceeding the value required for Install the second 9 and third 6 packers.
Канатным инструментом извлекают «глухую пробку», по крайней мере из одной скважинной камеры 13 под первым пакером 12. Натяжением колонны насосно-компрессорных труб 2 выбирают вес инструмента до него. Опрессовывают пакер 12 давлением в затрубное пространство величиной, допустимой для данной эксплуатационной колонны 1 или до давления начала поглощения жидкости, при этом, наблюдают возможную циркуляцию в колонне насосно-компрессорных труб 2. Разгрузкой колонны насосно-компрессорных труб 2 распакеровывают второй пакер 9, заданным весом, не превышающим вес для установки третьего пакера 6. Устанавливают канатным инструментом «глухую пробку» в скважинную камеру 13 под первым пакером 12 механического действия осевой установки. Канатным инструментом извлекают «глухую пробку» из, по крайней мере, одной скважинной камеры 11 под вторым пакером 9. Опрессовывают пакер 9 давлением в затрубное пространство величиной, допустимой для данной эксплуатационной колонны 1 или до давления начала поглощения жидкости, наблюдая возможную циркуляцию в колонне насосно-компрессорных труб 2. Разгрузкой колонны насосно-компрессорных труб 2 распакеровывают пакер 6 в эксплуатационной колонне 1 заданным весом. Извлекают канатным инструментом «глухую пробку» из, по крайней мере, одной скважинной камеры 8, под пакером 6. Опрессовывают пакер 6 давлением в затрубное пространство величиной, допустимой для данной эксплуатационной колонны 1, наблюдая возможную циркуляцию в колонне насосно-компрессорных труб 2. Подгонку колонны насосно-компрессорных труб 2 для герметизации устья скважины проводят, имея в виду, что разгрузка колонны насосно-компрессорных труб 2 на пакер 6 должна составлять в пределах 12-15 т. Герметизируют устье скважины. В скважинные камеры 8, 11 и 13 под пакерами 6, 9 и 12, канатным инструментом, устанавливают штуцера или регуляторы расхода в зависимости от запланированных объемов закачки рабочего агента. Подачей рабочего агента на устье скважины приступают к его пробной закачке в пласты 15, 16 и 17.A “dead plug” is removed with a rope tool from at least one borehole chamber 13 under the first packer 12. By tensioning the tubing string 2, the weight of the tool before it is selected. The packer 12 is pressurized with pressure into the annulus of a value acceptable for a given production string 1 or up to the pressure at which liquid absorption begins, and a possible circulation in the tubing string 2 is observed. By unloading the tubing string 2, the second packer 9 is unpacked with a predetermined weight not exceeding the weight for installing the third packer 6. Install the blind plug in the borehole chamber 13 under the first packer 12 of the mechanical action of the axial installation with a rope tool. A blind plug is removed from the at least one borehole chamber 11 under the second packer 9 with a rope tool. The packer 9 is pressed with pressure into the annulus of a value acceptable for a given production string 1 or up to the pressure at which liquid absorption starts, observing possible circulation in the pump string -compressor pipes 2. By unloading the tubing string 2, unpack the packer 6 in the production string 1 with a predetermined weight. Remove the “blind plug” from the at least one downhole chamber 8 with a rope tool under the packer 6. The packer 6 is pressed with pressure into the annulus of the size acceptable for this production string 1, observing possible circulation in the tubing string 2. Fitting columns of tubing 2 for sealing the wellhead are carried out, bearing in mind that the discharge of the string of tubing 2 to the packer 6 should be within 12-15 tons. The wellhead is sealed. In the borehole chambers 8, 11 and 13 under the packers 6, 9 and 12, with a rope tool, fittings or flow controllers are installed depending on the planned volumes of injection of the working agent. By supplying a working agent at the wellhead, they begin their test injection into formations 15, 16 and 17.
После проведения пробной закачки определяют приемистость по отдельным продуктивным пластам. Самым простым и наиболее точным является геофизический метод, который осуществляется спуском расходомера в интервал поглощения каждого продуктивного пласта. Если после определения приемистости появляется необходимость в корректировке объемов закачки рабочего агента по продуктивным пластам, то канатным инструментом проводят смену штуцеров или регуляторов расхода.After a test injection, injectivity is determined for individual reservoirs. The simplest and most accurate is the geophysical method, which is carried out by lowering the flow meter into the absorption interval of each reservoir. If, after determining the injectivity, there is a need to adjust the injection volumes of the working agent by productive formations, then with a rope tool, the nozzles or flow regulators are changed.
После пробной закачки подачей рабочего агента под заданным, определенном в ходе пробной закачки, давлением, на устье скважины через НКТ 2 и скважинные камеры After a test injection, the working agent is supplied under a predetermined pressure determined during the test injection at the wellhead through tubing 2 and downhole chambers
8, 11 и 13 начинают закачку агента в продуктивные пласты 15, 16, 17. По истечении определенного времени закачки агента, как правило, от 2 до 10 суток, геофизическими или иными методами, определяют приемистость каждого продуктивного пласта. При несоответствии приемистости одного или нескольких пластов заданным технологическим параметрам рассчитывают диаметры штуцеров или регуляторов расхода и проводят их смену канатным инструментом. Скважину снова пускают под закачку рабочего агента.8, 11 and 13 begin the injection of the agent into the productive formations 15, 16, 17. After a certain time of injection of the agent, as a rule, from 2 to 10 days, by geophysical or other methods, the injectivity of each reservoir is determined. If the injectivity of one or several layers does not match the specified technological parameters, the diameters of the fittings or flow controllers are calculated and they are replaced by a rope tool. The well is again allowed to pump the working agent.
Настоящая полезная модель может найти применение в нефтегазовой и других отраслях промышленности, где осуществляется добыча жидких сред из скважин.This useful model can find application in the oil and gas and other industries where liquid is extracted from wells.

Claims (1)

  1. Трехпакерная установка для одновременно раздельной закачки рабочего агента в три пласта с разъединителем колонны, содержащая смонтированное в эксплуатационной колонне скважины на колонне насосно-компрессорных труб оборудование, включающее заглушку или посадочный ниппель с извлекаемым клапаном, скважинные камеры, три пакера, опрессовочный ниппель и центраторы, отличающаяся тем, что на колонне насосно-компрессорных труб дополнительно установлен разъединитель колонны, при этом между нижним и средним продуктивными пластами расположен первый пакер механического действия осевой установки, между средним и верхним продуктивными пластами расположен второй пакер механического действия опорной установки, а над верхним продуктивным пластом расположен третий пакер механического действия опорной установки и над ним, на колонне насосно-компрессорных труб, расположен опрессовочный ниппель, а над последним, на колонне насосно-компрессорных труб, установлен разъединитель колонны, между пакерами расположены по две скважинные камеры и центраторы, причем как минимум один из указанных центраторов расположен между скважинными камерами, две скважинные камеры установлены ниже первого пакера механического действия осевой установки и одна скважинная камера с циркуляционным клапаном установлена выше третьего пакера механического действия опорной установки, причем нагрузка для распакеровки пакеров механического действия опорной установки, задается такой, что после распакеровки второго пакера третий пакер еще открыт.
    Figure 00000001
    Three-packer installation for simultaneous separate injection of the working agent into three layers with a column disconnector, containing equipment mounted in the production casing of the well on the tubing string, including a plug or a fitting nipple with an extractable valve, well chambers, three packers, a crimping nipple and centralizers, characterized the fact that the column disconnector is additionally installed on the tubing string, while between the lower and middle reservoirs is located the first packer of mechanical action of the axial installation, between the middle and upper productive layers there is a second packer of mechanical action of the support installation, and above the upper productive formation there is a third packer of mechanical action of the support installation and above it, on the tubing string, a pressure nipple is located, and above the last one, on the tubing string, is a string disconnector, with two borehole chambers and centralizers between each packer, at least one of which of these centralizers is located between the borehole chambers, two borehole chambers are installed below the first packer of mechanical action of the axial installation and one borehole chamber with a circulation valve is installed above the third packer of mechanical action of the support installation, and the load for unpacking the packers of mechanical action of the support installation is such that after unpacking second packer third packer still open.
    Figure 00000001
RU2007107242/22U 2007-02-27 2007-02-27 THREE-PACK INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE DOWNLOADING OF THE WORKING AGENT IN THREE STRAYS WITH THE COLUMN DISCONNECTOR RU68588U1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2007107242/22U RU68588U1 (en) 2007-02-27 2007-02-27 THREE-PACK INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE DOWNLOADING OF THE WORKING AGENT IN THREE STRAYS WITH THE COLUMN DISCONNECTOR

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2007107242/22U RU68588U1 (en) 2007-02-27 2007-02-27 THREE-PACK INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE DOWNLOADING OF THE WORKING AGENT IN THREE STRAYS WITH THE COLUMN DISCONNECTOR

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU68588U1 true RU68588U1 (en) 2007-11-27

Family

ID=38960801

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2007107242/22U RU68588U1 (en) 2007-02-27 2007-02-27 THREE-PACK INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE DOWNLOADING OF THE WORKING AGENT IN THREE STRAYS WITH THE COLUMN DISCONNECTOR

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU68588U1 (en)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2614169C1 (en) * 2016-01-11 2017-03-23 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Method and equipment for interval research of formation parameters at tubes
RU2655547C1 (en) * 2017-01-10 2018-05-28 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of injection well operation with single-lift multi-packer assembly
CN113550720A (en) * 2021-09-23 2021-10-26 中煤科工集团西安研究院有限公司 Multi-source coal-based gas layered pressure control independent metering drainage and mining device and method

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2614169C1 (en) * 2016-01-11 2017-03-23 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Method and equipment for interval research of formation parameters at tubes
RU2655547C1 (en) * 2017-01-10 2018-05-28 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of injection well operation with single-lift multi-packer assembly
CN113550720A (en) * 2021-09-23 2021-10-26 中煤科工集团西安研究院有限公司 Multi-source coal-based gas layered pressure control independent metering drainage and mining device and method

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2253009C1 (en) Method for concurrent-separate operation of several beds via one force well in turns
RU2262586C2 (en) Borehole plant for simultaneous separate and alternate operation of several formations by single well
CN105026679A (en) Drilling method for drilling a subterranean borehole
RU2667561C1 (en) Method of multiple hydraulic fracturing of formation in open inclined well hole
RU102368U1 (en) INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE INFLATION OF A WORKING AGENT IN TWO PRODUCTIVE LAYERS
US20090095467A1 (en) Bypass gas lift system and method for producing a well
EP2122124B1 (en) Subterannean water production, transfer and injection method and apparatus
RU2320849C2 (en) Well construction and operation method
US8191624B2 (en) Bypass gas lift system for producing a well
RU2473790C1 (en) System of well operation using submersible electric pump by means of packers with cable entry
CA2794346C (en) Pressure controlled well construction and operation systems and methods usable for hydrocarbon operations, storage and solution mining
RU68588U1 (en) THREE-PACK INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE DOWNLOADING OF THE WORKING AGENT IN THREE STRAYS WITH THE COLUMN DISCONNECTOR
US9181776B2 (en) Pressure controlled well construction and operation systems and methods usable for hydrocarbon operations, storage and solution mining
US10815761B2 (en) Process for producing hydrocarbons from a subterranean hydrocarbon-bearing reservoir
RU60616U1 (en) INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE INFLATION OF A WORKING AGENT IN TWO PRODUCTIVE LAYERS
EP2550422B1 (en) Pressure controlled well construction and operation systems and methods usable for hydrocarbon operations, storage and solution mining
RU52917U1 (en) INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE INFLATION OF A WORKING AGENT IN THREE PRODUCTIVE LAYERS
WO2011119197A1 (en) Pressure controlled well construction and operation systems and methods usable for hydrocarbon operations, storage and solution mining
RU2380526C1 (en) Multi-reservoir well sumultanious-separate production method
RU2438007C1 (en) Procedure for completion of gas well (versions)
RU60615U1 (en) INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE INFLATION OF A WORKING AGENT IN THREE PRODUCTIVE LAYERS
RU2330936C2 (en) Method of lifting of fluid from well
RU2550638C1 (en) Hydraulic fracturing method for low-permeable formation with impermeable layer and water-bearing interlayer
RU2425961C1 (en) Well operation method
Kalwar et al. Production Optimization of High Temperature Liquid Hold Up Gas Well Using Capillary Surfactant Injection